信息通信新技术与互联电网强耦结合的大电网调度控制系统

当前，我国特高压交直流混联电网规模不断扩大，电网运行特性发生深刻改变，电网调度控制面临新的挑战。一是特高压长距离、大功率输电，跨越多个气候区，运行环境复杂多变，亟需国分省各级调度同步掌控电网运行态势；二是特高压电网送受端、交直流强耦合，存在局部故障影响全局的安全风险，需要在全网层面实时进行跨区一体化安全预警和风险防控；三是大范围源-网-荷资源的优化配置，亟需提升全网范围精益化调度控制的决策支撑能力。

目前国内外电网调度控制系统都是按调度机构独立建设和运行。虽然电网是互联的，但调度控制系统之间却是烟囱型的，不能及时获取管辖区域外的电网信息，难以实现全网范围内的精益化调控决策，尤其不能满足像我国这样的特高压交直流混联大电网安全经济运行的需要。为解决全网一体化决策需求与各级调度分散控制之间的矛盾，本文将信息通信新技术理念与互联电网强耦合需求紧密结合，提出了支撑一体化大电网的调度控制系统总体架构，具体阐述了需要重点突破的关键技术，并对系统研发面临的若干关键问题进行了探讨。

大电网调度控制系统面向强互联大电网设计，基于互联网思维，综合运用云计算、大数据等成熟适用的IT先进技术及其理念，以“物理分布、逻辑统一”为指导思想，将物理分布在各级调度的子系统，通过广域高速通信网络构成一套逻辑上统一的大系统，突破传统的独立建设、就地使用模式的局限，统一为各级调度提供服务。

这里的“物理分布、逻辑统一”是指采集控制分布、分析决策集中，实时性要求高的采集控制类功能面向当地，分析决策优化类功能面向全网。整个大电网调度控制系统由分析决策中心、模型云平台、分布式监控系统等主要部分构成，如图1所示。其中分析决策中心和模型云平台全网集中部署，监控系统按电网管辖范围分布部署于各级调控中心。

图1大电网调度控制系统总体架构

基于全网共享的模型云，各级调度通过该系统可以实现电网信息的按需访问；基于逻辑统一的全网分析决策，可以实现电网发展态势的同步感知和安全运行的主动掌控；基于物理分布的监控系统，可以实现对大电网的分层分区监视与控制。

系统基于外部环境信息及未来趋势分析，通过全景监视和评估实施控制策略智能调整，完成电网运行自校正，实现电网“自动巡航”；通过源-网-荷精细化调控，电力电量的全局平衡和超前部署，电网事故预想、预判、预控等功能，主动防范电网故障，实现电网主动调度。

支撑平台是大电网调度控制系统的基础，业务应用功能是系统的核心，验证和运维则是系统稳定运行的保障。大电网调度控制系统需要面向调控业务需求，在夯实关键基础支撑技术的前提下，攻克一系列关键技术，从而实现大电网的全局监控、全局分析、全局防控和全局计划决策。

1）系统关键基础支撑。分析决策中心既要保证大量周期启动的分析应用功能正常运行，又要协调并快速响应异地高并发计算任务的请求，还要具备高度的可靠性，以保证提供不间断的服务。这些都有赖于大电网调度控制系统的关键基础支撑，需要重点开展中心异地多活和高速并行计算框架等技术研究。

2）按需建模与广域数据分布式处理。全面完整的电力系统模型和数据是分析决策全局化的根本保障，需要解决模型按需服务、数据分布式高速处理等技术难题，提供调控大数据挖掘分析手段，实现电网信息广域同步感知、同景展示和故障协同处置。

3）计及源荷双侧不确定性的大电网智能调度控制。新能源的广泛接入以及柔性负荷与电网双向互动程度的加大，增加了发电计划编制和调度控制的难度；全局分析优化则导致计算规模更大、任务更重，控制策略的协同性要求更为迫切。为实现大电网稳态运行下的自动巡航，需要攻克源荷模型统一构建、多目标经济运行域生成、多维度实时评估及自主优化、分区电网源荷协同优化控制等技术。

4）大电网一体化在线安全风险防控和智能决策。特高压电网送受端、交直流和上下级电网间耦合紧密，只有通过全局防控才能有效降低电网运行风险，而源荷双侧的不确定性进一步加大了电网安全风险防控的难度。需要建立科学的风险评估指标，量化评估、感知、预警在线安全风险，在此基础上全局优化预防性控制措施，并对系统保护和安全自动装置的运行参数进行在线协同校核，确保电网安全稳定运行。

5）系统试验验证与运维支撑。大电网调度控制系统架构复杂，在系统开发过程中需要对支撑平台和应用功能进行全面测试，确保系统软件的功能和性能满足大电网调度控制运行的需要；分析决策中心和模型云平台的集中部署，给运行维护带来了困难，需要创新系统运维技术，提升运维管理效率。

大电网调度控制系统的研发建设除了需要攻克上述各项关键技术外，在IT新技术与信息安全、源荷协同调度、智能化技术应用、集中决策与五级调度等方面还面临诸多挑战。

1）IT新技术与信息安全。电网调控有其自身特点，IT领域的新技术不能简单地移植到电网调度控制系统中，需要针对大电网调度控制系统的结构、业务特点，进行甄别和选择，尤其是要谨慎使用开源软件，杜绝可能的后门和漏洞。同时，需要在现有调控系统安全防护总体策略的基础上，借鉴其他行业经验，动态采用多种安全防护手段，建立主动安全防护体系。

2）源荷协同调度。通过引导柔性负荷主动参与电网运行控制，可有效解决电力系统功率调节能力不足的问题。而调控量大面广的负荷，必然使调控系统更加面向社会，带来复杂的安全问题。因此，在实施负荷调度时一定要充分做好安全防护工作，才能将发电跟踪负荷的调度模式提升为源荷协同调度的新模式。

3）智能化技术应用。将智能化技术同电力系统分析技术相结合，可以为大电网调度控制系统提供智能化解决方案。但调度控制的高可靠性要求决定了现在的智能化应用仍只能以智能辅助决策为主，未来的终极目标是“智能决策、闭环执行”。

4）集中决策与五级调度。统一调度、分级管理是我国保证电网安全运行的体制性优势。集中决策更多体现了“统一调度”的思想，而就地控制则反映了“分级管理”的原则。集中决策依赖于统一部署的分析决策中心，为了减轻分析决策中心的计算负担，只涉及本级电网的分析计算尽量在当地监控系统完成，真正需要全网统一分析计算的任务才放到分析决策中心完成，切实发挥“物理分布、逻辑统一”的体系架构优势。

本文着眼于特高压交直流混联大电网一体化调度运行控制重大需求，提出建设“物理分布、逻辑统一”的大电网调度控制系统。与以往系统相比，大电网调度控制系统具有以下特点：

总体架构：集中与分布相结合，监控功能分布部署，决策功能集中部署；

电网监视：实现模型数据同源，运行信息广域同步感知，电网故障协同处置；

分析应用：实现电网优化运行的“自动巡航”和安全风险防控的“智能决策”。

大电网调度控制系统的应用将改变调控中心各自孤立进行分析决策的现状，显著提升大电网调度的“预想、预判、预控”能力和智能化水平，为大电网安全经济运行保驾护航。